钱家营矿煤层气产能潜力数值模拟研究_武建国.pdf

202311基础研究66Modern Chemical Research当代化工研究钱家营矿煤层气产能潜力数值模拟研究武建国1 关联合1 吴京灏2 李树岗3（1.开滦（集团）有限责任公司 河北 063018 2.河南理工大学 资源环境学院 河南 454150 3.潞安化工集团余吾煤业公司 山西 046100）摘要：煤层气产能潜力评价是研究煤层气产出与运移规律，指导压裂增透工艺优和排采制度优化的重要方法。采用COMET 3软件对钱家营煤矿7号煤层压裂水平井的产能潜力进行了模拟研究，在储层渗透率分别为0.05mD、0.1mD和0.2mD条件下，水平段为1000m的压裂水平井单井峰值产量在47617012m3/d；生产10年的累计产气量为（10541401）万m3。单井生产34年，影响半径130m范围内的瓦斯含量平均降低23m3，可以保障现有煤层及瓦斯条件下煤矿的安全生产。数值模拟研究成果表明，钱家营煤矿7号煤层具有地面煤层气开发的潜力及可行性，压裂水平井是钱家营煤矿煤层气开发的优势技术，提高压裂后储层渗透性是提高单井产量的关键。关键词：钱家营矿；煤层气；产能潜力；COMET3中图分类号：TD 文献标识码：BDOI：10.20087/ki.1672-8114.2023.11.020Numerical Simulation of CBM Productivity Potential in Qianjiaying MineWu Jianguo1,Guan Lianhe1,Wu Jinghao2,Li Shugang3(1.Kailuan(Group)Limited Liability Corporation,Hebei,0630182.Institute of Resources&Environment,Henan Polytechnic University,Henan,4541503.Yuwu Coal Industry Company of Luan Chemical Group,Shanxi,046100)Abstract：CBM productivity potential evaluation is an important method to study CBM production and migration law,guide the optimization of anti-reflection fracturing technology and drainage system.The productivity potential of fractured horizontal well in coal#7 of Qianjiying Coal Mine was simulated by using COMET 3 software.Under the condition of reservoir permeability of 0.05 mD,0.1 mD and 0.2 mD respectively,the peak gas production of fractured horizontal well with a horizontal section of 1000 m is 47617012 m3/d.The cumulative gas production of 10 years is 10.54 14.01 million m3.A single well produces for 34 years,the gas content within a radius of 130 m is reduced by 23 m3 on average,which can ensure the safety of coal mine production under the existing coal seam and gas conditions.The numerical simulation results show that coal#7 in Qianjiaying Coal Mine has the potential and feasibility of surface coalbed methane development,fractured horizontal well is the dominant technology of coalbed methane development in Qianjiaying Coal Mine,and improving the permeability of fractured reservoir is the key to improve the production of single well.Key words：Qianjiaying coal mine；coalbed methane；productivity potential；COMET3煤层气产能潜力模拟是通过数学物理方程与计算机建模构造出一个与实际开发区域地质条件相接近的虚拟模型，来评价煤层气开发可行性的重要技术手段1。煤层气单井产能预测模拟技术是通过建立数学模型模拟出目标井储层的各种物理性质及流体在储层中的运移规律。通过模拟演化排水采气规律，然后通过储层参数反演进一步修正模拟参数与实际情况间的差异，最终能够准确得到该井的产出规律。产能潜力模拟对深入研究煤层气产出与运移规律、压裂增透工艺优化、排采制度优化有直接指导意义，是煤层气开发可行性评价和开发方案优化的重要决策依据2-3。1.研究区概况（1）地层及构造。钱家营井田隶属开平煤田，位于开平向斜的东南翼4。开平煤田地层属华北型沉积，古生代地层广泛分布，其中石炭-二叠系为含煤岩系，煤系地层含煤二十余层，煤层总厚度达18.94m，含煤系数3.84%。图1 钱家营井田构造纲要图钱家营矿位于开平煤田开平向斜南东翼，在构造上可划分三个不同的构造地段5，即东北部褶皱区、中部单斜区和西南部褶皱区。东部为毕各庄向斜西翼和小张各庄向斜西翼，向西依次为南阳庄背斜和高各庄向斜，再向西逐渐过渡到井田中部的单斜区，此单斜构造向西南延展约12km，又开始出现褶曲，自东向202311基础研究67Modern Chemical Research当代化工研究西依次为李辛庄向斜和刘唐保背斜，西部为深港向斜的东翼（见图1）。（2）煤层及瓦斯。钱家营煤矿可采与局部可采煤层共六层，它们是：5煤、7煤、8煤、9煤、11煤和12-1煤，主要分布于煤系地层中部的二叠系下统大苗庄组和石炭系上统赵各庄组。其中主要可采煤层为7煤、9煤、12-1煤，均属复杂结构的中厚煤层。主采煤层煤岩组分以亮煤为主，煤岩类型为半亮-半暗，煤体结构以碎块状为主。主采煤层挥发分在20.18%31.8%之间，以肥煤及1/3焦煤为主。煤的灰分含量在5.51%16.86%之间，X-射线衍射分析灰分含量中黏土矿物总量在8.2%21.8%，可能具有较大的吸水膨胀性，在煤层气开发中选用压裂液时要给予高度重视。煤的孔隙率在2.14%8.76%，整体偏低，指示了该地区煤层的低渗特征。朱炎铭等6对开平向斜南东翼矿井瓦斯含量的调研发现，钱家营煤矿瓦斯含量在-800m以下的61个瓦斯数据中有10个超过8m3/t，最高达到23.99m3/t。钱家营煤矿瓦斯压力实测值为0.34.6MPa。开平向斜南西翼受开放性正断层及地下水的携带逸散作用，瓦斯含量整体低于开平向斜北西翼矿井，其中钱家营煤矿瓦斯含量受煤层埋深控制最为显著7（见图2）。图2 钱家营煤矿7#煤层等温吸附曲线表1 钱家营煤矿储层渗透性计算成果表煤层透气性系数m2/(MPa2d)反演渗透率/mD50.07640.001970.09600.002480.18850.004790.09230.0023110.09920.002512-10.10350.002612-20.10270.0026（3）储层渗透性。钱家营煤矿目前可采煤层渗透性较差，反演渗透率在0.00190.0047mD，属于特低渗储层。郭立稳等8-9实验计算-850m水平5号煤层透气性系数=0.0764m2/(MPa2d)，7号煤层透气性系数=0.0.0960m2/(MPa2d)，计算渗透率5号煤层为0.0019mD，7号煤层为0.0024mD，属于难抽采煤层。整体对地面煤层气开发不利（见表1）。2.水平井产能模拟国际上常用的煤层气模拟软件种类繁多，如COMET3、CMG-Gem、Eclipse等10-13。COMET3软件使用有限差分法对煤层气藏进行三维模拟，采用真正的三孔隙度/双渗透率模型，能够有效处理复杂的地下情况并进行两相流模拟，实现全三维建模，可用于煤层气裂缝型气藏模拟、煤层气提高采收率研究、部分试井功能分析，进行生产动态评价，进行产能评价和动态储量的计算。COMET3软件以图形界面建模，可导入地质图及生产数据，以常见图形输出，可使用不同单位制进行多方面历史拟合，设计报告和相关文档完善。因此，COMET3在新开发区模拟中具有潜在优势14-15，本文也采用COMET3完成相关模拟。（1）基本储层参数选择。产能模拟首先需要利用详细的参数来建立储层模型，参数可靠性越高模拟的结果越接近实际情况16。其中，煤层厚度、气含量、渗透率、兰氏压力/体积和储层压力为核心参数，其它为辅助参数。以7号煤层为研究目标，设置了相关储层参数。煤层厚度5.00m，兰氏体积25.37m3/t，兰氏压力7.143MPa，气含量8.10m3/t，甲烷吸附时间2.0d，煤层真密度1.40g/cm3，裂隙孔隙度1.00%。表2 模拟井7号煤层主要储层参数简表初始储层参数数值数据来源煤层厚度/m5.00勘探钻孔兰氏体积/(m3/t)25.37实验室气含量/(m3/t)8.10勘探钻孔密度/(g/cm3)1.40实验室压裂支撑裂缝半长/m130参考其它井储层压力梯度/(MPa/hm)0.401参考论文兰氏压力/MPa7.143实验室甲烷吸附时间/d2.0参考同煤阶裂隙孔隙度/%1.00实验经验值支撑裂缝渗透率/mD50参考其它井孔隙压缩系数/MPa-14.3510-2基质收缩系数/MPa-14.3510-4裂隙渗透率/mD0.05/0.1/0.2压裂裂缝相关参数以沁水盆地成熟的裂缝模型为基础，优选的参数为：压裂支撑裂缝半长130m，支撑裂缝渗透率50mD，孔隙压缩系数和基质收缩系数分别为4.3510-2和4.3510-4。由于该煤层缺少试井数据，因此储层压力梯度选取公开发表文献中的数据，取值0.401MPa/100m；渗透率数据取0.050.2mD这一202311基础研究68Modern Chemical Research当代化工研究区间，模拟是分别模拟0.05mD、0.1mD和0.2mD三个渗透率情况（见表2）。（2）网格划分。模拟目标水平井水平段长度为1000m，划分10段压裂，每段长度100m。模拟储层网格采用笛卡尔坐标系，41241的网格分布，井控体积为400m100m5m，其中400m代表垂直水平井筒方向控制范围，100m代表水平井眼长度（一段），5m代表煤层厚度，整个模型控制范围约为实际井控面积1/10，平面网格模型，如图3所示。图3 模拟水平井平面网格模型图图3中白色线条代表水平井眼，灰色线条代表压裂裂缝，裂缝半长为130m，每一条灰色线条表示一簇裂缝，两条裂缝之间的距离为簇间距，模型中为25m。（3）不同渗透率条件下产气能力模拟。采用定产水且井底最小流动压力和产气量不受限制的工作制度，进行10年产能预测。产能预测结果统计于表3。由于该模型为实际井控面积1/10，产气量模拟结果的10倍为该井实际的预测结果，下面预测结果已经进行换算。表3 模拟井7号煤层气产量预测结果渗透率/mD10年生产周期气产量峰值/(m3/d)累计/万m3平均/(m3/d)衰竭/(m3/d)0.0547611054288814610.15883120